提高采收率技術(shù)

提高采收率技術(shù)綜述大慶石油學(xué)院提高原油采收率技術(shù)發(fā)展概況

目前油田上應(yīng)用的主要提高原油采收率方法：化學(xué)驅(qū)法（聚合物驅(qū)，表面活性劑驅(qū)，堿驅(qū)以及復(fù)合驅(qū)）；混相驅(qū)油法；熱力采油。技術(shù)成熟且礦場應(yīng)用最多的是聚合物驅(qū)油法和熱力采油技術(shù)。

聚合物驅(qū)油機(jī)理：

聚合物溶液驅(qū)油不僅能夠提高波及體積，而且還能夠提高驅(qū)油效率。聚合物溶液的驅(qū)油機(jī)理是通過在注入水中加入一定量的高相對分子質(zhì)量的聚丙烯酰胺，增加注入水的粘度，改善水油流度比。體系粘度越高，通過油層時(shí)的殘余阻力系數(shù)越大，粘彈效應(yīng)越強(qiáng),聚合物驅(qū)擴(kuò)大宏觀波及體積和微觀洗油效率的作用就越大，采收率提高幅度也越大。聚合物提高原油采收率的發(fā)展現(xiàn)狀聚合物驅(qū)油適用條件：

聚合物驅(qū)適用于溫度適中、原油粘度中等(5~100mPa·s)、非均質(zhì)比較嚴(yán)重的油藏。在美國、印度、委內(nèi)瑞拉及俄羅斯等國家均成功進(jìn)行了聚合物驅(qū)油。我國的聚合物驅(qū)首先在大慶油田取得了成功，從1987年開始聚合物驅(qū)油現(xiàn)場試驗(yàn)，發(fā)展到2006年聚合物增產(chǎn)原油產(chǎn)量占當(dāng)年原油產(chǎn)量的1/4，成為油田穩(wěn)產(chǎn)的重要技術(shù)手段。驅(qū)油過程中使用的聚合物：1．聚丙烯酰胺目前主要采用超高相對分子質(zhì)量的部分水解聚丙烯酰胺，相對分子質(zhì)量至少在1000萬以上，水解度30%左右。它是通過丙烯酰胺及其衍生物單體自由基聚合而成，目前常用的是干粉狀的聚合物。特點(diǎn)：部分水解聚丙烯酰胺水溶液的粘度高，控制水油流度比的作用明顯，吸附損失不大，對細(xì)菌的侵害不敏感，但機(jī)械剪切穩(wěn)定性差；在鹽水中粘度損失較大；長時(shí)間放置或較高溫度下放置易降解；所帶羧基可與二價(jià)離子反應(yīng)，受Ca2+、Mg2+離子含量影響較大。為了獲得更適合油田應(yīng)用的聚合物，大量學(xué)者在改進(jìn)HPAM性能方面展開了探索工作。主要有兩種途徑：①添加能夠改進(jìn)HPAM穩(wěn)定性的添加劑，如甲醛、異丙醇、尿素、硫脲、醇、氨基酸類、二乙烯三胺、氯酚化合物及表面活性劑、水楊酸及衍生物、聚六亞甲基胺等。②對HPAM進(jìn)行改性。在聚合物鏈節(jié)上引入新的單體，提高HPAM的耐溫、耐鹽、耐剪切性能，單體有2-丙烯酰胺-2、甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(PVP)、二甲基二烯丙基氯化銨、磺化苯乙烯、N，X-二甲基丙烯酰胺、3-丙烯酰胺3-甲基丁酸鈉等。2．生物聚合物

生物聚合物在聚合物驅(qū)中的應(yīng)用很少，常用的是黃原膠。美國加利福尼亞州東科林加油田1978年曾實(shí)施過黃原膠驅(qū)，水油流度比僅1.5。黃原膠分子鏈的剛性比聚丙烯酰胺強(qiáng)，能有效地抗機(jī)械破壞，耐鹽，但是對細(xì)菌很敏感，細(xì)菌除了將聚合物降解外，還會堵塞注入井中油層剖面，必須使用殺菌劑和除氧劑。報(bào)道過在黃原膠溶液中加入穩(wěn)定劑異丙醇和硫脲，與磺甲基化聚丙烯酰胺接技共聚改性，改進(jìn)發(fā)酵過程以改善其性能等研究。我國玉門的石油溝油田M層裂縫低滲透高含鹽油藏，在單井注入黃原膠的礦場先導(dǎo)試驗(yàn)中，每注入1t聚合物增產(chǎn)原油248t，在礦場試驗(yàn)中驅(qū)油效果良好。3．疏水締合聚合物部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)是目前常用的聚合物驅(qū)油劑，但是HPAM在鹽水溶液中粘度損失較大，嚴(yán)重影響了它的使用效果。此外，我國進(jìn)行聚合物驅(qū)的油田普遍面臨著配注聚合物清水缺乏的壓力，要求聚合物驅(qū)用地層采出的污水進(jìn)行配注。應(yīng)用時(shí)須提高HPAM的用量，這將使得采油利潤大大降低。疏水締合水溶性聚合物是指在聚合物親水主鏈上帶有少量疏水基團(tuán)的一類水溶性聚合物。在聚合物水溶液中，由于疏水基團(tuán)的憎水作用而產(chǎn)生分子內(nèi)和分子間的締合，形成具有特殊性質(zhì)的高分子溶液。在鹽溶液中，小分子電解質(zhì)的加入使疏水締合作用增強(qiáng)，溶液粘度大幅增加，表現(xiàn)出明顯的抗鹽性能，使之成為新一代的聚合物驅(qū)油劑。4．交聯(lián)聚合物針對油層的非均質(zhì)性，以降低水通道的滲透率為目標(biāo)的油層深部調(diào)剖技術(shù)得到重視和發(fā)展。由低濃度的聚丙烯酰胺和檸檬酸鋁形成交聯(lián)聚合物溶液(LPS)。該體系具有粘度低、流動性好、具有選擇性封堵地層的特點(diǎn)。在注入地層過程中，LPS優(yōu)先進(jìn)入滲透率較高的地層，交聯(lián)聚合物線團(tuán)在孔道中吸附滯留，逐步增加流動阻力，使后續(xù)驅(qū)替液流向低滲透區(qū)。交聯(lián)聚合物線團(tuán)并未將孔道完全堵死，在一定壓力下可被沖開，將其推向地層更深處，再次吸附滯留。在此過程中壓力會出現(xiàn)波動，并且會逐步產(chǎn)生層內(nèi)的和層間的液流改向，從而逐步地調(diào)整驅(qū)替剖面，提高波及系數(shù)和原油采收率。當(dāng)交聯(lián)體系中聚合物濃度較高時(shí)，HPAM與A1Ci發(fā)生分子間交聯(lián)反應(yīng)，形成的體系是網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的整體凝膠(Bulkgel)，主要用于近井地帶的調(diào)剖；而當(dāng)聚合物濃度較低時(shí)，HPAM與A1Ci發(fā)生分子內(nèi)交聯(lián)反應(yīng)，形成交聯(lián)聚合物線團(tuán)在水中的分散體系，即交聯(lián)聚合物溶液(LPS)，主要用于油田的深部調(diào)剖。在整體凝膠與交聯(lián)聚合物溶液這兩種體系之間還存在一種過渡狀態(tài)的弱凝膠體系，它是HPAM與A1Ci反應(yīng)形成交聯(lián)聚合物線團(tuán)后，交聯(lián)聚合物線團(tuán)間再發(fā)生反應(yīng)形成的，也可以用于油田堵水調(diào)剖。研究表明，交聯(lián)聚合物溶液具有更好的深部調(diào)剖、提高采收率的作用。5．粘彈性聚合物眾所周知，要想提高巖心的微觀驅(qū)油效率，依據(jù)牛頓流體巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)所完善建立的毛管數(shù)與采收率關(guān)系，毛管數(shù)的增加值要在數(shù)千倍以上才能實(shí)現(xiàn)提高采收率的目的。但聚合物驅(qū)與水驅(qū)相比，增加幅度通常小于100倍。多數(shù)人由此認(rèn)為聚合物驅(qū)不能提高微觀驅(qū)油效率。然而在天然巖心和人造巖心上進(jìn)行的室內(nèi)聚合物驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，采收率比水驅(qū)提高10%~15%OOIP。蝕刻的二維玻璃模型聚合物驅(qū)的結(jié)果也證實(shí)了這一點(diǎn)。聚合物驅(qū)的相滲曲線的端點(diǎn)值(含水100%時(shí)的含油飽和度)比水驅(qū)低6%~8%，聚合物驅(qū)工業(yè)開采區(qū)塊密閉取心井的殘余油飽和度也比水驅(qū)低得多。上述實(shí)驗(yàn)都證明了聚合物驅(qū)的確可以提高巖心的驅(qū)替效率。從微觀孔道流動實(shí)驗(yàn)可以觀察到，聚合物溶液的前端對其后邊及孔道邊界處具有較強(qiáng)的“拉、拽”作用，牛頓流體則無此現(xiàn)象。因此，針對粘彈性流體的“拉、拽”作用能否提高巖心的驅(qū)替效率，開展了大量研究工作。聚合物驅(qū)油礦場應(yīng)用狀況：水溶性聚合物應(yīng)用于油氣開采，其性能應(yīng)該滿足一定的要求。中國工程院羅平亞院士根據(jù)油氣開采的工藝要求及實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)提出了油氣開采用水溶性聚合物的通用性能要求，主要有以下幾點(diǎn)：(1)水溶性；(2)增粘性；(3)懸浮性；(4)剪切稀釋性和觸變性；(5)穩(wěn)定性；(6)滲流特性能滿足油氣開采工程的要求。HPAM已在我國的大慶、勝利、遼河等油田得到成功使用，但在高溫高礦化度的條件下應(yīng)用時(shí)，聚丙烯酰胺顯得難以勝任，主要表現(xiàn)在以下幾個(gè)方面：(1)溫度較高時(shí)聚丙烯酰胺的水解嚴(yán)重；(2)地層溫度超過75℃后，隨著地層溫度升高，水解聚丙烯酰胺沉淀形成加快；(3)高溫高鹽易導(dǎo)致水解聚丙烯酰胺從水溶液中沉淀出來，并且水解度越高這種現(xiàn)象越顯著；(4)溶液粘度對溫度和鹽度非常敏感，在高溫高鹽環(huán)境中溶液的保留粘度很低。黃胞膠是淀粉經(jīng)黃孢桿菌發(fā)酵而產(chǎn)生的胞外多糖類生物聚合物，無毒，溶于水。為陰離子電解質(zhì)，與聚丙烯酰胺相比具有許多相同的性質(zhì)，又具有抗鹽、抗機(jī)械降解、熱穩(wěn)定性較好等特點(diǎn)。在油田上黃胞膠已成功地應(yīng)用于鉆井、完井、調(diào)剖堵水及三次采油中，玉門、中原、華北、勝利、大港等油田都有用黃胞膠進(jìn)行現(xiàn)場驅(qū)油的實(shí)例。黃胞膠作為主要抗鹽聚合物之一，具有合成聚合物所無可比擬的優(yōu)異性能。但其熱穩(wěn)定性和生物穩(wěn)定性相對較差，易發(fā)生降解從而堵塞油層，且成本較高，因此在高溫高鹽油藏中的應(yīng)用受到限制。小井距特高含水期注聚合物礦場試驗(yàn)大慶油田于1972年開展了小井距特高含水期注聚合物的試驗(yàn)，這是大慶油田第一次聚合物驅(qū)油礦場試驗(yàn)，試驗(yàn)區(qū)位于小井距試驗(yàn)區(qū)南井組，試驗(yàn)層為薩Ⅱ7+8層，是一個(gè)典型的正韻律油層，井組平均有效厚度5.2m，平均有效滲透率0.631μm2，油層內(nèi)部非均質(zhì)嚴(yán)重，上部為低滲透率的砂、泥巖薄互層，下部為高滲透率砂層。試驗(yàn)區(qū)采用反四點(diǎn)法面積井網(wǎng)，注采井距75m，注聚合物時(shí)，油井綜合含水已高達(dá)98%。試驗(yàn)采用的聚合物是大連同德化工廠生產(chǎn)的部分水解聚丙烯酰胺膠體，固含量為8%，分子量300~500萬，水解度30%左右。

薩爾圖油田中區(qū)西部聚合物驅(qū)油試驗(yàn)

大慶油田于1989年12月在薩爾圖油田中5-6~中5-9井區(qū)進(jìn)行聚合物驅(qū)油試驗(yàn)。分東西兩個(gè)試驗(yàn)區(qū)，二者相距150m。東邊為單層區(qū)，試驗(yàn)層為葡I1-4。西邊為雙層區(qū)，試驗(yàn)層是薩II1-3和葡I1-4。兩個(gè)試驗(yàn)區(qū)都由4個(gè)反五點(diǎn)井網(wǎng)組成。每個(gè)試驗(yàn)區(qū)各有15口試驗(yàn)井，其中注入井4口采出井9口，取樣井和觀測井各一口，注采井距為106m。試驗(yàn)區(qū)油層溫度43℃，地層油粘度8.2mPa·s~9.3mPa·s,原始地層水礦化度7000mg/L；注入水礦化度為800mg/L~1300mg/L，Ca2+、Mg2+含量較低，pH為8.0。試驗(yàn)區(qū)自1991年1月見效到1992年11月（中心井含水達(dá)98%），有效期達(dá)23個(gè)月，此時(shí)，全區(qū)綜合含水為94.8%，平均每注1t聚合物增油209t。試驗(yàn)結(jié)果表明，大慶油田無論是單層還是雙層聚合物驅(qū)油都可獲得很好的效果，采收率提高11.6%~14.0%。北一區(qū)斷西聚合物驅(qū)油工業(yè)性礦場試驗(yàn)該試驗(yàn)是大慶油田聚合物驅(qū)油技術(shù)由先導(dǎo)性試驗(yàn)階段步入到工業(yè)化階段的重要環(huán)節(jié)。與先導(dǎo)性試驗(yàn)比較，試驗(yàn)區(qū)范圍擴(kuò)大，中心井?dāng)?shù)量增加，油水井井距加大（見表1），試驗(yàn)結(jié)果將為大慶油田更大規(guī)模的推廣應(yīng)用聚合物驅(qū)油提供經(jīng)驗(yàn)。試驗(yàn)區(qū)位于薩爾圖油田北一區(qū)98號斷層以西，以北1-6-27井為中心，北一區(qū)六排為對角線的正方形面積內(nèi)，在原有葡Ⅰ組行列井網(wǎng)的基礎(chǔ)上，新鉆了50口試驗(yàn)井（包括1口密閉取心試驗(yàn)觀察井），與原有代用井形成了注采井距為250m的五點(diǎn)法面積井網(wǎng)，共有25口注入井和36口采出井（其中包括全部為注入井包圍的16口中心井和20口平衡井）。以平衡井為周邊圍成的試驗(yàn)區(qū)面積3.13km2，目的層葡Ⅰ1-4的平均有效厚度13.2m，地質(zhì)儲量632×104t，孔隙體積1086×104m3。以注入井為周邊，則中心井的面積2.00km2，地質(zhì)儲量390.3×104t，孔隙體積694×104m3。表1小井距、中區(qū)西部和斷西試驗(yàn)區(qū)基本情況的比較分區(qū)試驗(yàn)時(shí)間目的層面積（km2）儲量(×104t)井網(wǎng)井距(m)注入井?dāng)?shù)生產(chǎn)井?dāng)?shù)聚合物來源小井距501井組1972.8.3~1972.9.24薩Ⅱ7+80.0070.69四點(diǎn)法7513膠體聚合物中區(qū)西部單層1990.8.5~1992.2.30葡Ⅰ1-40.0919.91五點(diǎn)法10649干粉中區(qū)西部雙層1990.11.7~1992.2.24薩Ⅱ1-3葡Ⅰ1-40.0934.89五點(diǎn)法10649干粉斷西1993.1.8葡Ⅰ1-43.13632五點(diǎn)法2502536干粉試驗(yàn)區(qū)自1991年8月底投入水驅(qū)到1996年6月，全區(qū)累計(jì)產(chǎn)油157.7851×104t，中心井累計(jì)產(chǎn)油75.9928×104t，階段采出程度分別為24.97%和19.17%，聚合物驅(qū)階段，全區(qū)產(chǎn)油121.1578×104t，中心區(qū)產(chǎn)油59.0095×104t，階段采出程度分別為19.17%和15.12%。原設(shè)計(jì)注入380（mg/L）·PV完成時(shí)，已取得噸有效聚合物增油120t，提高采收率8.7%的效果。截止到1996年6月，考慮遞減，中心區(qū)已累積增油45.3×104t，提高采收率11.6%，噸有效聚合物增油132t，預(yù)計(jì)試驗(yàn)結(jié)束時(shí)，完全可以實(shí)現(xiàn)提高采收率12%、噸聚合物增油120t的指標(biāo)。孤東油田聚合物驅(qū)油工業(yè)性礦場試驗(yàn)孤東油田經(jīng)過10多年的強(qiáng)注強(qiáng)采，目前主力開發(fā)單元含水率已高達(dá)95%左右，為了實(shí)現(xiàn)降水增油目的，從1994年起在該油田經(jīng)過了歷時(shí)5年的聚合物驅(qū)油工業(yè)性礦場試驗(yàn)。針對油田構(gòu)造簡單，油層單一、非均質(zhì)性強(qiáng)，油層膠結(jié)疏松、物性好，原油粘度高，地層水礦化度高等特點(diǎn)，在室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和數(shù)據(jù)模擬的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)了二級段塞注入方案。方案實(shí)施后取得明顯效果：油井含水率平均下降了5.6%，日增產(chǎn)原油326t，預(yù)計(jì)最終可提高采收率6.5%，取得了顯著的經(jīng)濟(jì)效益。杏五區(qū)中塊聚合物驅(qū)油先導(dǎo)性礦場試驗(yàn)該先導(dǎo)性礦場試驗(yàn)是大慶油田長垣南部率先開展的聚合物驅(qū)礦場試驗(yàn)。試驗(yàn)區(qū)位于杏五區(qū)中塊5-2-29井區(qū)，面積0.31km2，注采井距200m，采用四注九采的五點(diǎn)法面積井網(wǎng)。試驗(yàn)?zāi)康膶悠息?1—33，采用單一的聚合物整體段塞注入方式，1995年9月開始注入聚合物整體段塞，2000年11月中旬注聚合物結(jié)束，累計(jì)聚合物用量1061PV·mg/L，到2001年1月，累計(jì)注入清水孔隙體積0.0428PV，此時(shí)，中心井已提高采收率18.42個(gè)百分點(diǎn)，取得了較好的效果。表面活性劑的發(fā)展現(xiàn)狀及目前的應(yīng)用狀況：

表面活性劑驅(qū)油機(jī)理：

以表面活性劑體系為主體的驅(qū)油法叫表面活性劑驅(qū)油法，簡稱表面活性劑驅(qū)。驅(qū)油用的表面活性劑體系有稀表面活性劑體系(如活性水、膠束溶液)和濃表面活性劑體系(如微乳液體系)。通過考察表面活性劑分子在油水界面的作用特征、水驅(qū)后殘余油的受力情況以及表面活性劑對殘余油受力狀況的影響，認(rèn)為表面活性劑驅(qū)主要通過以下幾種機(jī)理提高原油采收率。

1．降低油水界面張力機(jī)理

在影響原油采收率的眾多決定性因素中，驅(qū)油劑的波及效率和洗油效率是最重要的參數(shù)。提高洗油效率一般通過增加毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)實(shí)現(xiàn)，而降低油水界面張力則是增加毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)的主要途徑。毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)與界面張力的關(guān)系如下：Nc=vμw/σwo式中，Nc一毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)；v一驅(qū)替速度，m/s；μw一驅(qū)替液粘度，mPa·s；σwo一油和驅(qū)替液間的界面張力，mN/m。

Nc越大，殘余油飽和度越小，驅(qū)油效率越高。增加μw和v，降低σwo可提高Nc。其中降低界面張力σwo是表面活性劑驅(qū)的基本依據(jù)。在注水開發(fā)后期，Nc一般在10-7~10-6，Nc增加將顯著提高原油采收率。理想狀態(tài)下Nc增至10-2時(shí)，原油采收率可達(dá)100%。通過降低油水界面張力，可使Nc有2~3個(gè)數(shù)量級的變化。油水界面張力通常為20~30mN/m，理想的表面活性劑可使界面張力降至10-4~10-3mN/m，從而大大降低或消除地層的毛細(xì)管力的作用，減少剝離原油所需的粘附功，提高洗油效率。2．乳化機(jī)理表面活性劑體系對原油具有較強(qiáng)的乳化能力，在水油兩相流動的條件下，能迅速將巖石表面的原油分散、剝離，形成水包油(0/W)型乳狀液，從而改善油水兩相的流度比，提高波及系數(shù)。同時(shí)，由于表面活性劑在油滴表面吸附而使油滴帶有電荷，油滴不易重新粘回到地層表面，從而被活性水夾帶著流向采油井。3．聚并形成油帶機(jī)理

從地層表面洗下來的油滴越來越多，它們在向前移動時(shí)可相互碰撞，使油珠聚并成油帶，油帶又和更多的油珠合并，促使殘余油向生產(chǎn)井進(jìn)一步驅(qū)替。4．改變巖石表面的潤濕性(潤濕反轉(zhuǎn)機(jī)理)

研究結(jié)果表明，驅(qū)油效率與巖石的潤濕性密切相關(guān)。油濕表面導(dǎo)致驅(qū)油效率差，水濕表面導(dǎo)致驅(qū)油效率好。合適的表面活性劑，可以使原油與巖石間的潤濕接觸角增加，使巖石表面由油濕性向水濕性轉(zhuǎn)變，從而降低油滴在巖石表面的粘附功。5．提高表面電荷密度機(jī)理當(dāng)驅(qū)油表面活性劑為陰離子(或非離子-陰離子型)表面活性劑時(shí)，它們吸附在油滴和巖石表面上，可提高表面的電荷密度，增加油滴與巖石表面間的靜電斥力，使油滴易被驅(qū)替介質(zhì)帶走，提高了洗油效率。6．改變原油的流變性機(jī)理原油中因含有膠質(zhì)、瀝青質(zhì)、石蠟等物質(zhì)而具有非牛頓流體的性質(zhì)，其粘度隨剪切應(yīng)力而變化。這是因?yàn)樵椭心z質(zhì)、瀝青質(zhì)和石蠟類高分子化合物易形成空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，在原油流動時(shí)這種結(jié)構(gòu)部分破壞，破壞程度與流動速度有關(guān)。當(dāng)原油靜止時(shí)，恢復(fù)網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)。重新流動時(shí)，粘度就很大。原油的這種非牛頓性質(zhì)直接影響驅(qū)油效率和波及系數(shù)，使原油的采收率低。提高這類油田的采收率需改善異常原油的流變性，降低其粘度和極限動剪切應(yīng)力。而用表面活性劑水溶液驅(qū)油時(shí)，一部分表面活性劑溶入油中，吸附在瀝青質(zhì)點(diǎn)上，可以增強(qiáng)其溶劑化外殼的牢固性，減弱瀝青質(zhì)點(diǎn)間的相互作用，削弱原油中大分子的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，從而降低原油的極限動剪切應(yīng)力，提高采收率。表面活性劑的發(fā)展現(xiàn)狀

表面活性劑驅(qū)油的研究始于50年代，60年代中期，美國和前蘇聯(lián)相繼在礦場進(jìn)行試驗(yàn)，所用表面活性劑主要是各種磺酸鹽。雖然受油價(jià)、表面活性劑生產(chǎn)成本及其他因素的影響，美國、加拿大等對表面活性劑驅(qū)研究一直沒有間斷，但是表面活性劑驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)的數(shù)量在減少。我國的表面活性劑驅(qū)一直未形成規(guī)模，70年代，大慶油田研究了表面活性劑驅(qū)并進(jìn)行了小井距試驗(yàn)，近幾年在不同油田進(jìn)行了小規(guī)模的表面活性劑驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，取得了一定的成果和效益，但也暴露出一些問題。盡管如此，這些先導(dǎo)試驗(yàn)在不同程度上推動了不同油田的三次采油進(jìn)程。河南古城油田礦場試驗(yàn)2004年3月以來，在古城油田B125區(qū)Ⅴ油組優(yōu)選B1254、G4407、G4506三個(gè)注水井組實(shí)施表面活性劑驅(qū)試驗(yàn)。B125區(qū)塊于2004年7月開始前緣段塞注入，注入濃度為1500mg/L，2005年8月轉(zhuǎn)主體段塞，注入濃度為1300mg/L。B125區(qū)塊三口井注入表面活性劑后，日產(chǎn)油由注入前的20.9t上升至峰值期27.1t，采油速度由0.8%提高到1.21%；階段累積增油4977t，提高采收率1個(gè)百分點(diǎn)。含水由90%下降到88%，下降2個(gè)百分點(diǎn)，含水上升率得到控制，2002、2003年含水上升率為17.3%、4.5%，2004年含水上升率為2.0%。區(qū)塊開發(fā)效果得到明顯改善。蘇北洲城油田礦場試驗(yàn)洲城油田于1995年投入注水開發(fā)，取得了較好的水驅(qū)開發(fā)效果。為了進(jìn)一步提高水驅(qū)效率及油藏最終采收率，開展了WXS表面活性劑可行性研究。針對洲城油田的油藏條件，對WXS表面活性劑進(jìn)行了性能評價(jià)和驅(qū)油效果實(shí)驗(yàn)，在此基礎(chǔ)上優(yōu)化出了單井試驗(yàn)方案，并進(jìn)行了礦場試驗(yàn)。結(jié)果表明，WXS表面活性劑對洲城油田提高采收率具有較好適應(yīng)性。2002年8月16日開始在洲1井實(shí)施表面活性水驅(qū)油試驗(yàn)，至2003年11月5日結(jié)束，歷時(shí)14.7個(gè)月，累計(jì)注入活性水溶液35591m3，其中表面活性劑驅(qū)油劑147.97m3(計(jì)154.63t)，平均注入濃度為0.42%，注入流量為100m3/d，總注入量52893.32m3，注采比為1.02。試驗(yàn)期間，油田累計(jì)生產(chǎn)原油54900.26t，產(chǎn)水87282.03t，油田基本維持注采平衡。堿水驅(qū)發(fā)展現(xiàn)狀及目前的應(yīng)用狀況：注堿水是強(qiáng)化采油的另一種方法，在堿水驅(qū)中，可以作為堿劑的化學(xué)劑主要有：氫氧化鈉、原硅酸鈉、氫氧化銨、氫氧化鉀、磷酸三鈉、硅酸鈉以及聚乙烯亞胺等。在上述化學(xué)劑中，氫氧化鈉和原硅酸鈉的驅(qū)油效果最好，而且經(jīng)濟(jì)效果也比較好。堿水驅(qū)油的過程比較簡單，但驅(qū)油機(jī)理比較復(fù)雜。目前共提出了六種解釋堿溶液采油的機(jī)理：降低界面張力，潤濕性由水濕變?yōu)橛蜐瘢榛腿﹂]，原油地下乳化、攜帶，增溶油、水界面處可能形成的剛性膜。在所有這些機(jī)理中，堿溶液與原油中含有的某些有機(jī)酸之間的反應(yīng)結(jié)果產(chǎn)生乳化作用，降低了油、水之間的界面張力。形成的乳滴被圈閉在小于這些乳滴的孔隙喉道中。這樣會導(dǎo)致較低的注入水流度和較高的驅(qū)替效率。在所有這些情況中，乳化過程降低了界面張力，并且在一定條件下，巖石潤濕性可以由油濕變?yōu)樗疂瘢蛴伤疂褡優(yōu)橛蜐?。這樣潤濕性的變化導(dǎo)致了原油采收率的提高。國內(nèi)或者國外的一些堿驅(qū)的礦場試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)試驗(yàn)效果不理想，這是由于在堿水驅(qū)油中，受各種因素的影響，使堿劑被消耗掉或者堿劑的效能降低，因此，在進(jìn)行堿水驅(qū)油時(shí)，必須首先在實(shí)驗(yàn)室內(nèi)模擬地層條件進(jìn)行堿水驅(qū)油效果及對油層傷害程度的評價(jià)，由此確定是否采用堿水驅(qū)。三元復(fù)合驅(qū)發(fā)展現(xiàn)狀及目前的應(yīng)用狀況：

三元復(fù)合驅(qū)的驅(qū)油機(jī)理：80年代初國外提出了采用三元復(fù)合體系驅(qū)油的新方法。三元復(fù)合驅(qū)是指堿、表面活性劑和聚合物按一定的配方混合組成的復(fù)合體系(ASP)，此技術(shù)現(xiàn)已由實(shí)驗(yàn)室實(shí)驗(yàn)階段走向先導(dǎo)性礦場試驗(yàn)。在美國懷俄明州Crook地區(qū)西Kiehl油田進(jìn)行的三元復(fù)合驅(qū)礦場試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，三元復(fù)合驅(qū)與水驅(qū)相比最終采收率提高了16％以上。因此，三元復(fù)合驅(qū)是一種具有廣闊應(yīng)用前景的采油新方法，是保證油田穩(wěn)產(chǎn)的重要技術(shù)之一。應(yīng)用平板夾砂模型和微觀仿真模型對堿/表活劑/聚合物三元復(fù)合體系驅(qū)油的微觀滲流機(jī)理進(jìn)行研究，得出結(jié)論：試驗(yàn)中使用的堿／表面活性劑／聚合物三元復(fù)合體系，具有降低油／水界面張力、減小孔道中毛管力的作用；能夠減小原油表面分子的內(nèi)聚力，提高原油的變形能力和流動能力；能夠使殘余油乳化變形，易變形的油流滲流通過孔喉時(shí)被切割乳化，增加了原油的流動性，乳化后原油具有攜帶能力；在驅(qū)替過程中使油珠聚并形成富集油帶；能夠調(diào)節(jié)油／水流度比，擴(kuò)大波及面積。國內(nèi)外復(fù)合驅(qū)技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀復(fù)合驅(qū)是一種非常重要的化學(xué)驅(qū)強(qiáng)化采油技術(shù)。按其不同組成可分為堿/聚合物驅(qū)(AP)、堿/表面活性劑驅(qū)(AS)、表面活性劑/聚合物驅(qū)(SP)以及堿/表面活性劑/聚合物三元復(fù)合驅(qū)(ASP)等。三元復(fù)合驅(qū)技術(shù)來源于單一以及二元化學(xué)驅(qū)。三元復(fù)合驅(qū)以三種驅(qū)替劑的協(xié)同效應(yīng)為基礎(chǔ)，綜合發(fā)揮了化學(xué)劑作用，充分提高了化學(xué)劑效率，并大幅度降低了化學(xué)劑尤其是表面活性劑的用量。與聚合物驅(qū)相比，它在擴(kuò)大波及體積的基礎(chǔ)上，能夠進(jìn)一步提高驅(qū)油效率，該項(xiàng)技術(shù)有望成為繼聚合物驅(qū)后的又一大幅度提高原油采收率的新技術(shù)。通過國家重點(diǎn)科技攻關(guān)，大慶油田三元復(fù)合驅(qū)技術(shù)取得了突破性進(jìn)展。先后在不同井網(wǎng)、井距、不同性質(zhì)的油層進(jìn)行了五個(gè)先導(dǎo)性礦場試驗(yàn)，結(jié)果表明：三元復(fù)合驅(qū)可比水驅(qū)提高采收率20%OOIP左右，取得了較好的增油降水效果，目前已進(jìn)入工業(yè)性礦場試驗(yàn)階段。我國的勝利油田、克拉瑪依油田、遼河油田也進(jìn)行過復(fù)合驅(qū)室內(nèi)研究和先導(dǎo)性礦場試驗(yàn)，都取得了較好的效果。從試驗(yàn)的規(guī)模、數(shù)量及整體研究水平來看，國內(nèi)三元復(fù)合驅(qū)技術(shù)處于世界領(lǐng)先地位。復(fù)合驅(qū)用表面活性劑的性能和價(jià)格是影響復(fù)合驅(qū)技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果的關(guān)鍵，也是限制該技術(shù)工業(yè)化應(yīng)用的重要技術(shù)瓶頸。因此，驅(qū)油用表活劑的研制顯得尤為重要。國外早在20世紀(jì)50年代就已開始驅(qū)油用表面活性劑的研制工作。根據(jù)巖石表面電性、與油藏條件的匹配性、不同種類活性劑自身的特性以及環(huán)保等方面的要求，一般采用陰離子表活劑用于復(fù)合驅(qū)。目前，國外三次采油用表面活性劑工業(yè)產(chǎn)品主要有兩大類：一是石油磺酸鹽為主的表活劑，二是烷基苯磺酸鹽為主的表活劑。美國三次采油用石油磺酸鹽產(chǎn)量在10×104t/a以上，有代表性的商業(yè)產(chǎn)品有Witco公司的TRS系列、Stepan公司的Petrostep系列以及阿莫古公司的Sulfonate系列。重烷基苯磺酸鹽表面活性劑的研制始于20世紀(jì)90年代初，該產(chǎn)品的原料為十二烷基苯的副產(chǎn)品，來源較廣，轉(zhuǎn)化率高，無副產(chǎn)品且產(chǎn)品質(zhì)量較穩(wěn)定，所以在世界范圍被迅速推廣使用，美國各大化學(xué)品公司相繼研制出各自的產(chǎn)品，如ORS-41(SCI公司)、B-100(Stepan公司)。

“八五”以來，國內(nèi)驅(qū)油用表面活性劑的研制取得了較大進(jìn)展。除以上兩種國際上采用的主流活性劑外，還開發(fā)研制了石油羧酸鹽、改性木質(zhì)素磺酸鹽、生物表面活性劑、烷基萘磺酸鹽等多種驅(qū)油用表面活性劑。這些產(chǎn)品與主表面活性劑復(fù)配后，能夠形成超低界面張力，從而替代30%~50%的主表面活性劑用量，價(jià)格便宜的還可用作驅(qū)油體系的犧牲劑，以減少活性劑的吸附損失。針對芳烴含量較高的克拉瑪依原油，克拉瑪依煉油廠成功研制了石油磺酸鹽，其產(chǎn)品已用于克拉瑪依油田復(fù)合驅(qū)礦場試驗(yàn)，并取得了較好效果。大慶油田采用撫順洗化廠的重烷基苯成功研制了驅(qū)油用重烷基苯磺酸鹽，實(shí)現(xiàn)了工業(yè)化生產(chǎn)，并應(yīng)用到杏二中三元復(fù)合驅(qū)工業(yè)性礦場試驗(yàn)，目前已見到較好的增油降水效果，顯示出良好的應(yīng)用前景。在此基礎(chǔ)上，大慶油田正在開展原料組分相對單一的烷基苯磺酸鹽精細(xì)化合成研究，初步評價(jià)結(jié)果已顯示出良好的界面活性和驅(qū)油效果。此種新型的、組分相對單一的烷基苯磺酸鹽如能成功工業(yè)化生產(chǎn)應(yīng)用，勢必很大程度地解決多組分、寬分布表活劑體系所帶來的活性劑自身色譜分離問題，進(jìn)一步提高該類表活劑的驅(qū)油效能。三元復(fù)合驅(qū)礦場試驗(yàn)：

孤島油田西區(qū)三元復(fù)合驅(qū)礦場試驗(yàn)孤島油田西區(qū)三元復(fù)合驅(qū)礦場擴(kuò)大試驗(yàn)區(qū)包括6口注水井和13口采油井。設(shè)計(jì)的超低界面張力三元復(fù)合驅(qū)油溶液(主段塞)配方為：1.2%Na2CO3+0.3%復(fù)配表面活性劑(陰離子聚合硼酸酯表面活性劑BES+木質(zhì)素磺酸鹽PS)+0.15%聚合物3530S。從1997年5月開始實(shí)施化學(xué)劑注入，實(shí)際注入情況如下：前置段塞(0.20%聚合物溶液)0.097PV；主段塞0.309PV；后置段塞(0.15%聚合物溶液)0.05PV，2001年11月轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)。

注完化學(xué)劑時(shí)的試驗(yàn)效果：全區(qū)油井綜合含水由94.7%降至84.5%，日產(chǎn)油量由82t升至194t，累計(jì)增油10.42×104t，提高采收率5.27%，預(yù)計(jì)最終提高采收率12.04%；注水井縱向各層吸水均勻化，注水井流動系數(shù)和流度下降；注水利用率提高，每采出1t原油的耗水量由17.9t降至10.4t。大慶油田中區(qū)西部先導(dǎo)性礦場試驗(yàn)1994年9月注入三元體系，1996年5月結(jié)束。累積注入化學(xué)劑0.603PV，全區(qū)累積產(chǎn)油59366t，累積增油10804t，中心采油井累積產(chǎn)油8098t，累積增油4392t，比水驅(qū)提高采收率21.4個(gè)百分點(diǎn)。大慶油田杏五區(qū)中塊先導(dǎo)性礦場試驗(yàn)1995年1月注入三元體系，1997年4月結(jié)束。累積注入化學(xué)劑0.67PV，四口采油井累積產(chǎn)油22988t，累積增油13774t，比水驅(qū)提高采收率25.0個(gè)百分點(diǎn)。大慶油田小井距生物表面活性劑先導(dǎo)性礦場試驗(yàn)1997年12月注入生物表面活性劑三元復(fù)合體系，1998年12月結(jié)束。累積注入化學(xué)劑0.741PV，全區(qū)累積增油7154t，中心井累積產(chǎn)油3517t，累積增油2841t，比水驅(qū)提高采收率23.24個(gè)百分點(diǎn)。杏二區(qū)西部擴(kuò)大性礦場試驗(yàn)1996年9月開始注入聚合物前置段塞，目前正在進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)。全區(qū)累積產(chǎn)油52997t，累積增油33470t，中心井已累積增油11292t，比水驅(qū)提高采收率19.24個(gè)百分點(diǎn)。北一區(qū)斷西礦場試驗(yàn)于1997年3月注入三元體系主段塞，1999年6月注入三元體系副段塞，目前正注入后續(xù)聚合物保護(hù)段塞。其中中心井北1-6-P34井累積產(chǎn)油35033t，累積增油23674t，已比水驅(qū)提高采收率16.57個(gè)百分點(diǎn)，預(yù)計(jì)三元復(fù)合驅(qū)可比水驅(qū)提高采收率20%以上。大慶油田小井距南井組弱堿三元復(fù)合驅(qū)

先導(dǎo)性礦場試驗(yàn)

為加快弱堿主表面活性劑三元復(fù)合驅(qū)工業(yè)化開采進(jìn)程，在二類油層開展了弱堿三元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)性礦場試驗(yàn)，試驗(yàn)取得了5個(gè)方面的認(rèn)識：一是新型弱堿化表面活性劑具有較好的性能和良好的界面活性，界面張力和體系粘度穩(wěn)定性好，現(xiàn)場檢測樣品合格率達(dá)到100%；二是在二類油層中有很好的增油、降水效果，采出井最低點(diǎn)含水比見效前下降71.2個(gè)百分點(diǎn)，中心井取得了比水驅(qū)提高采收率24.66個(gè)百分點(diǎn)的好效果；

三是井間示蹤技術(shù)揭示了75m小井距二類油層存在兩期河道沉積，利用該成果化學(xué)驅(qū)階段采取提高注入井注入濃度等綜合調(diào)整，確保了試驗(yàn)效果；四是弱堿體系可形成油包水乳狀液，在加大破乳劑用量和加長沉降時(shí)間的條件下，三元復(fù)合驅(qū)采出液能夠破乳；五是與強(qiáng)堿體系相比，弱堿三元復(fù)合驅(qū)能夠揭示注入環(huán)節(jié)結(jié)垢相對嚴(yán)重的特點(diǎn)，使用變頻電磁場除防垢等技術(shù)可以減輕結(jié)垢的影響。小井距南井組三元復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)首次應(yīng)用了大慶油田自主研發(fā)的組分相對單一的新型烷基苯磺酸鹽表面活性劑，試驗(yàn)的成功推動了弱堿體系三元復(fù)合驅(qū)在二類油層的推廣研究步伐。目前已在北二西二類油層推廣應(yīng)用。大慶油田小井距生物表面活性劑

三元復(fù)合驅(qū)礦場試驗(yàn)試驗(yàn)區(qū)位于薩爾圖油田北部北2-5排和北2-6排之間。按四點(diǎn)法面積注水外加平衡井的方式布井，平均注采井距75m，試驗(yàn)區(qū)內(nèi)有3口注入井，1口中心生產(chǎn)井和3口平衡生產(chǎn)井，另外還有1口觀察井(檢515井)，因512井套管變形，用檢512井代替512井。試驗(yàn)?zāi)康膶悠息?-7層。試驗(yàn)區(qū)于1997年7月開始水驅(qū)空白試驗(yàn)，到1997年12月13日水驅(qū)結(jié)束，進(jìn)行生物表面活性劑三元復(fù)合體系主段塞的注入。于1998年5月16日轉(zhuǎn)入三元復(fù)合體系副段塞的注入，截至1998年8月19日，試驗(yàn)區(qū)完成了42556m3，相當(dāng)于0.488PV的主、副段塞的注入。1998年12月5日，試驗(yàn)區(qū)完成了后續(xù)聚合物保護(hù)段塞的注入轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)，累計(jì)注入聚合物溶液22057m3?；煜囹?qū)發(fā)展現(xiàn)狀及目前的應(yīng)用狀況：

混相驅(qū)的驅(qū)油機(jī)理混相驅(qū)就是向油層中注入能與原油混相的流體，如酒精、烴、液化石油氣或二氧化碳。由于混相后僅為一相，因而兩種流體間沒有界面和表面張力，殘余油飽和度就會降到最低值。在混相驅(qū)油過程中，先注入一種溶劑段塞，然后再注入液體或氣體把溶劑-油的混合物驅(qū)替出來。混相驅(qū)方法可分為：注混相段塞法、注富氣法、注高壓貧氣法、注互溶劑和二氧化碳法?；煜喽稳ǎ鹤⑷氪蠹s等于一半油藏孔隙體積的液態(tài)烴段塞，然后注入氣體或水，把段塞驅(qū)替出油藏。

注富氣：先注入富天然氣段塞(10%~20%孔隙段塞)，然后注入貧氣或貧氣和水。中間烴C2-C6餾分由氣變成油高壓注貧氣：在高壓下注入貧氣，目的是造成原油的反汽化，并在油藏原油和氣之間形成由C2-C6成分組成的混相。中間烴C2-C6餾分由油變成氣注互溶劑：注入既在油藏油中混相，又在水中混相的溶劑(如醇類)。這些溶劑在油藏中形成單相并因而改善了原油采收率。為保證形成單相，需要非常高的注入溶劑濃度。注二氧化碳：二氧化碳在油中混相的機(jī)理類似于高壓注貧氣方法。在適當(dāng)?shù)膲毫?、溫度和地層原油組成條件下，二氧化碳能形成一個(gè)混相前緣，該前緣作為單相流體移動并有效地把原油驅(qū)替到生產(chǎn)井。二氧化碳中不純物質(zhì)的存在，如氮?dú)夂图淄闅鈺黾踊煜鄩毫Γ嬖诘牧硗庖恍┎患兾镔|(zhì)，如丙烷和硫化氫則會減小混相壓力?；煜喾绞接幸淮谓佑|混相和多次接觸混相。CO2與原油的混相屬于多次接觸混相，CO2與原油多次接觸后不斷地從原油中按輕到重順序萃取碳輕質(zhì)成分，最后逐漸形成混相，混相后在驅(qū)替的化學(xué)劑與被驅(qū)替的原油之間形成了一個(gè)化學(xué)組分與超臨界CO2和原油完全不同的段塞，這個(gè)段塞可以更高效地驅(qū)替原油。我國在新疆、江蘇、中原、大慶、勝利等油田已開始現(xiàn)場試驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)揭示的機(jī)理是：混相是多接觸混相，隨著CO2注入濃度增大，油水相界面張力降低。超臨界CO2萃取原油中碳輕質(zhì)化學(xué)組分，從不混相到混相碳化學(xué)組分變化顯著的是C20以下的化學(xué)組分，混相發(fā)生在CO2萃取了C20以下化學(xué)組分最高比例時(shí)。水氣交替注入時(shí)，可以減少氣體指進(jìn)和擴(kuò)大波及面積，但水對混相有不利的影響。調(diào)整注入CO2氣體的段塞可以形成局部混相，使采收率達(dá)到最高，混相驅(qū)可以更多萃取剩余油中輕質(zhì)成分，從而提高原油采收率。CO2驅(qū)在我國60年代初受到重視并開始室內(nèi)試驗(yàn)和先導(dǎo)性試驗(yàn)。自1985年開始，先后在中原、大慶、吉林、華北等油田開展氣體混相驅(qū)和非混相驅(qū)試驗(yàn)，取得了一定的效果。近年來，我國西部油田由于其原油密度小、黏度低，儲層埋藏深、物性差，具備混相驅(qū)的地質(zhì)條件，而且有注氣氣源保證，注氣混相驅(qū)在西部油田開展得較好。1997年，中原文留油田曾在文6584井進(jìn)行過CO2單井吞吐試驗(yàn)，后因缺乏充足廉價(jià)的CO2氣源，此項(xiàng)技術(shù)在文留油田一直處于停頓狀態(tài)。2003年1月，在文留油田文3816井上進(jìn)行了CO2單井吞吐礦場試驗(yàn)，取得了預(yù)期效果。CO2單井吞吐提高采收率機(jī)理：1)CO2易溶于原油，可以起到三個(gè)作用：①使原油的體積增大，為油在孔隙介質(zhì)中流動提供了有利的條件。②使原油黏度降低，流動性提高，用少量的驅(qū)油劑就能達(dá)到較高的驅(qū)油效率。③使毛細(xì)管的吸滲作用得到改善，從而使油層掃油范圍擴(kuò)大，使水、油的流動性保持平衡。2)CO2易溶于水，起到三個(gè)作用：①使水的黏度有所增加；當(dāng)注入黏度較高的水時(shí)，由于水的流動性降低，從而使水、油黏度比例隨著油的流動性增大而變小。②CO2水溶液能與巖石的碳酸鹽成分發(fā)生反應(yīng)，并使其溶解，從而提高儲集層的滲透性能。③可降低油水界面的表面張力，從而提高驅(qū)油效率。3)CO2對油、水相對滲透率曲線特征具有很好的影響，最終使殘余油飽和度降低。4)CO2可促使原油中的輕質(zhì)烴類(C2-C30)被抽提出來，從而使殘余油飽和度明顯降低。5)在不同原油的成分、溫度和壓力條件下，CO2具有無限制地與原油混相的能力，達(dá)到很好的驅(qū)油目的。6)CO2在油、水中的擴(kuò)散系數(shù)較高，其擴(kuò)散作用可使CO2本身重新分配并使相系統(tǒng)平衡狀態(tài)穩(wěn)定。7)注入碳酸水，可大大降低殘余油飽和度，因?yàn)樵诤畮?nèi)的碳酸水前緣，能形成和保持CO2氣游離帶。薩南東部過渡帶混相驅(qū)現(xiàn)場試驗(yàn)據(jù)文獻(xiàn)報(bào)道，全球現(xiàn)場實(shí)施的CO2驅(qū)油方案共有73個(gè)，其中美國大約有60個(gè)。在我國大慶油田，共進(jìn)行過三次CO2驅(qū)的現(xiàn)場試驗(yàn)。其中，在薩南東部過渡帶葡Ⅰ2和薩Ⅱ10~14油層進(jìn)行CO2非混相驅(qū)試驗(yàn)，采用煉廠副產(chǎn)品CO2，CO2注入量分別為0.214PV和0.193PV，提高采收率4.67%和5.7%，每增產(chǎn)1t油需注入CO22200標(biāo)準(zhǔn)m3。江蘇油田混相驅(qū)現(xiàn)場試驗(yàn)對江蘇油田富14斷塊進(jìn)行的可行性研究結(jié)果表明，復(fù)雜小斷塊油藏可以進(jìn)行經(jīng)濟(jì)有效的CO2混相驅(qū)。江蘇油田富14斷塊在保持最低混相壓力的狀態(tài)下，于1998年末開始進(jìn)行了CO2-水交替(WAG)的注入試驗(yàn)。進(jìn)行了6周期的注入試驗(yàn)后，水氣比由0.86∶1升至2∶1。油井見到了明顯的增油降水效果，水驅(qū)后油層中形成了新的含油富集帶。試驗(yàn)區(qū)采油速度由0.5%升至1.2%，綜合含水率由93.5%降至63.4%。CO2波及區(qū)采收率已提高4%，CO2利用率為1240m3/t(油)。試驗(yàn)仍在繼續(xù)進(jìn)行。富14斷塊CO2混相驅(qū)的成功為提高復(fù)雜小斷塊油藏采收率和豐富國內(nèi)三次采油技術(shù)提供了重要的依據(jù)。稠油油藏的開采技術(shù)和方法熱力采油主要是通過一些工藝措施使油層溫度升高，降低稠油粘度，使稠油易于流動，從而將稠油采出。其主要方法有蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、火燒油層、熱水驅(qū)等。(1)蒸汽吞吐是一種相對簡單和成熟的注蒸汽開采稠油的技術(shù)，它的機(jī)理主要是加熱近井地帶原油，使之粘度降低，當(dāng)生產(chǎn)壓力下降時(shí)，為地層束縛水和蒸汽的閃蒸提供氣體驅(qū)動力。近幾年蒸汽吞吐技術(shù)的發(fā)展主要在于使用各種助劑改善吞吐效果。該技術(shù)是20世紀(jì)80年代在委內(nèi)瑞拉發(fā)展起來的，注入的助劑主要有天然氣、溶劑(輕質(zhì)油)及高溫泡沫劑(表面活性劑)。蒸汽吞吐技術(shù)的應(yīng)用使油井的動用程度提高，生產(chǎn)周期延長，吞吐采收率由15%提高到20%以上。(2)蒸汽驅(qū)是目前大規(guī)模工業(yè)化應(yīng)用的熱采技術(shù)，它的機(jī)理主要是降低稠油粘度，提高原油的流度。蒸汽相不僅由水蒸汽組成，同時(shí)也含烴蒸汽。烴汽與蒸汽一起凝結(jié)，驅(qū)替并稀釋前緣原油，從而留下較少重質(zhì)的殘余油。(3)火燒油層是利用各種點(diǎn)火方式把注氣井的油層點(diǎn)燃，并繼續(xù)向油層中注入氧化劑(空氣或氧氣)助燃形成移動的燃燒前緣(又稱燃燒帶)。燃燒帶前后的原油受熱降粘、蒸餾，蒸餾的輕質(zhì)油、蒸汽和燃燒煙氣驅(qū)向前方，未被蒸餾的重質(zhì)碳?xì)浠衔镌诟邷叵庐a(chǎn)生裂解作用，最后留下裂解產(chǎn)物-焦炭作為維持油層燃燒的燃料，使油層燃燒不斷蔓延擴(kuò)大。在高溫下地層束縛水、注入水蒸發(fā)，裂解生成的氫氣與注入的氧氣合成水蒸汽，攜帶大量的熱量傳遞給前方的油層，把原油驅(qū)向生產(chǎn)井。(4)熱水驅(qū)由于蒸汽與地層油相密度差及流度比過大，易造成重力超負(fù)荷汽竄，體積波及系數(shù)低，蒸汽的熱效應(yīng)得不到充分發(fā)揮，而用熱水驅(qū)則可有效的減緩這些不利影響。熱水驅(qū)的作用機(jī)理主要是兩方面：一是熱水將能量傳給地層油，使其溫度生高，從而降低粘度；二是可以補(bǔ)充地層能量，將原油驅(qū)替至井底。1．遼河油田1.1注水條件下的常規(guī)抽油生產(chǎn)主要適用埋深1200m左右的普通稠油開發(fā)。如曙16-12塊大凌河油層，采用反九點(diǎn)井網(wǎng)注水取得很好效果，油井日產(chǎn)油由19t上升為48t。１.2先常規(guī)抽油降壓后，再注蒸汽吞吐開采如高升油田蓮花油層埋深1500~1700m，粘度2000~3000mPa·s，油層為厚一巨厚塊狀沉積砂巖，壓力高，不利于發(fā)揮熱采效率。經(jīng)采用先期防砂、長鏈條大泵抽油降壓后，再注蒸汽吞吐開采獲得很好效果。稠油日產(chǎn)水平由1983年865t，上升為1986年3000t，單井平均日產(chǎn)由11t上升為15t。

1.3單井吞吐開采主要適用于埋深較淺、粘度在上萬毫帕·秒的特稠油開發(fā)。如曙1-7-5塊，油層埋深960~1080m，粘度為3×104~4×104mPa·s，常規(guī)試油不出油。采用蒸汽吞吐開采后，油井自噴，最高日產(chǎn)達(dá)152t，平均日產(chǎn)110t。1.4其他新方法試驗(yàn)1994年在興隆臺油田開展了堿/聚合物二元復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場試驗(yàn)。此外，在曙光、歡喜嶺等油田的一些井中，試驗(yàn)了破乳劑、降粘劑、防砂劑等化學(xué)試劑，旨在尋求最佳的熱采效果及新的開采技術(shù)。2．勝利油田

2.1孤島油田稠油注冷水開發(fā)取得良好效果該油田館陶組稠油儲量在億噸以上，粘度為250~5700mPa·s，埋深1160~1315m，1973年注冷水常規(guī)開發(fā)，采用面積注水方式，1981年調(diào)整建產(chǎn)后，使生產(chǎn)能力增加為初期的1.5倍。2.2單家寺特稠油注蒸汽熱采獲得成功該油田埋深約1100m，粘度104mPa·s，試油產(chǎn)能很低，不能用常規(guī)方法開采。自1984年注汽吞吐以來，到1986年底共吞吐27口井，成功率達(dá)95.2%o，開采中還結(jié)合物模、數(shù)模研究及采用相應(yīng)的工藝配套技術(shù)，取得了很好的開發(fā)效益。3．克拉瑪依油田繼1958~1975年6個(gè)油田火燃油層試驗(yàn)未獲進(jìn)展之后，克拉瑪依九區(qū)斷裂遮擋單斜構(gòu)造稠油油藏(粘度2300~3900mPa·s)，于1984年初開辟了一個(gè)面積為1.2km2的蒸汽吞吐試驗(yàn)區(qū)。截止1986年底共完成296井次吞吐，總注汽量475kt，總采油量482kt，累積油汽比1.02，采出程度約11.4%，已形成日產(chǎn)1000t以上的生產(chǎn)能力，在該區(qū)取得了蒸汽吞吐的成功經(jīng)驗(yàn)。目前克拉瑪依主要推廣蒸汽吞吐開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，對稠油采用注汽吞吐開采。4．河南油田

河南油田獨(dú)居“淺、薄、稠、散”特點(diǎn)，該油田稠油埋深多在150~350m，油層薄((0.5~2.0m)，屬特一超稠油，儲層膠結(jié)松散，因此開采難度很大。自1988年井樓、古城二個(gè)稠油區(qū)塊投入開發(fā)以來：①蒸汽吞吐獲得成功；②井樓零區(qū)開展了蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)；③B-123塊投入堿/聚合物二元復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場試驗(yàn)；④創(chuàng)新使用了“薄膜擴(kuò)展劑”；⑤開展了結(jié)垢規(guī)律及防治措施研究；⑥研制成功了一套熱采動態(tài)監(jiān)測軟件等。低滲透油田提高采收率發(fā)展現(xiàn)狀

1．注氣法

目前對注氣法改善水驅(qū)油田開發(fā)效果給予了高度重視，對其機(jī)理正在加深研究，如驅(qū)替速度、油層的非均質(zhì)性、儲層的水淹程度、地層傾角等因素的影響。發(fā)展非烴氣驅(qū)的關(guān)鍵在氣源，要重視尋找天然CO2氣源，發(fā)展制N2、制CO2等技術(shù)。根據(jù)不同注入氣體與原油體系的特性，注氣混相驅(qū)和非混相驅(qū)可分為一次接觸混相、多次接觸混相和非混相三種方式，而多次接觸混相又可細(xì)分為：凝析氣驅(qū)(富氣驅(qū))和汽化氣驅(qū)(貧氣驅(qū))。一次接觸過程的注入流體可為液化石油氣和乙烷；多次接觸汽化氣驅(qū)使用的溶劑為：甲烷、N2、CO2、煙道氣和空氣。流體混合有三種機(jī)理：分子擴(kuò)散作用，微觀對流彌散作用，宏觀對流彌散作用。在非均質(zhì)嚴(yán)重的儲層中，第三種作用較強(qiáng)。由于不利的流度比，注入氣前緣不穩(wěn)定，以不規(guī)則指進(jìn)穿入原油，使其過早突破，竄入生產(chǎn)井?？朔膺^程的粘性指進(jìn)是注氣提高采收率的關(guān)鍵。影響注氣的因素還有孔喉大小分布、重力影響、潤濕性、水鎖現(xiàn)象等。低滲輕質(zhì)油油藏注空氣提高采收率的主要機(jī)理：一是傳統(tǒng)的注氣效應(yīng)；二是由于注入空氣中的氧氣產(chǎn)生氧化作用，其反應(yīng)取決于原油性質(zhì)、巖石與流體關(guān)系、溫度和壓力等。反應(yīng)熱使溫度升高，從而使部分輕質(zhì)油汽化。驅(qū)動氣體因而不再是注入的空氣，而是就地產(chǎn)生的由一氧化碳、二氧化碳、氮?dú)夂推妮p質(zhì)烴組成的煙道氣。注空氣驅(qū)油機(jī)理多且復(fù)雜，各種機(jī)理的相對重要性取決于油藏特性。注空氣提高采收率，最重要的是油藏溫度必須足夠高、石油活性強(qiáng)、氧氣通過低溫氧化而消耗掉，以免生產(chǎn)系統(tǒng)內(nèi)存在氧氣而導(dǎo)致爆炸和產(chǎn)生嚴(yán)重的腐蝕。礦場經(jīng)驗(yàn)表明，油藏埋藏越深，溫度越高，實(shí)施條件越好；高壓提高了混相能力，高溫提高了氧的利用率。注氣驅(qū)油適應(yīng)于各種類型油藏，尤其為低滲透油田提高原油采收率提供了獨(dú)特的經(jīng)濟(jì)和技術(shù)機(jī)遇，是目前挖掘低滲透油藏剩余儲量最廉價(jià)、最有發(fā)展前景的三次采油方法之一。研究和應(yīng)用注空氣提高采收率技術(shù)，不僅可解決目前低滲透油田注水開發(fā)中、后期所出現(xiàn)的問題與矛盾，而且能提高其開發(fā)水平。2．微生物采油法微生物采油對低滲透油田特別合適。吉林、大港、大慶、新疆等油田都進(jìn)行了現(xiàn)場工業(yè)化應(yīng)用并見到了較好的初步效果。微生物開采剩余油方法的成功與否取決于各種因素的綜合，其中最重要的是微生物的表面活性劑、聚合物和氣體制造量以及對重質(zhì)原油組分的選擇性破壞作用。微生物采油方法包括微生物單井吞吐、微生物驅(qū)替、微生物調(diào)剖堵水、微生物除蠟等地下微生物采油方法，也包括利用生物工程生產(chǎn)生物表面活性劑和生物聚合物，作為化學(xué)驅(qū)的注入劑。微生物采油方法主要特點(diǎn)是投資費(fèi)用低，化學(xué)劑和能源消耗少，在經(jīng)濟(jì)上與其他方法相比更有競爭性，發(fā)展遠(yuǎn)景很好。但采油機(jī)理十分復(fù)雜，不同油田的作用不同，同一油田機(jī)理也不單一，因而難于控制。更大的難點(diǎn)是有效菌在油層中培育繁殖時(shí)，原生菌同樣也會繁殖而造成地層傷害，產(chǎn)生H2S等有害氣體。今后的任務(wù)是尋找并應(yīng)用生物工程繼續(xù)充實(shí)可制造表面活性劑和吸收碳?xì)浠衔锏母鞣N微生物(細(xì)菌、放線菌、真菌)。3．化學(xué)驅(qū)油法化學(xué)驅(qū)油法是應(yīng)用于水驅(qū)油田最早的方法，各種化學(xué)驅(qū)的應(yīng)用在國外有大大下降的趨勢，但聚合物驅(qū)或聚合物+堿+表面活性劑的復(fù)合驅(qū)卻有擴(kuò)大應(yīng)用的趨勢?；瘜W(xué)驅(qū)分為3種主要的工藝技術(shù)：表面活性劑驅(qū)、聚合物驅(qū)和堿水驅(qū)。表面活性劑驅(qū)研究始于50年代，是二次采油向三次采油的過渡技術(shù)，是單純調(diào)剖后的接替技術(shù)。調(diào)剖可使少量高效的驅(qū)油劑進(jìn)入含油飽和度高的中、低滲透層，將油洗下來聚并為油帶。油帶在向前移動中繼續(xù)聚并它所遇到的分散的油，使油帶不斷擴(kuò)大，最后從油井采出，達(dá)到提高采收率的目的。聚合物驅(qū)中最重要的一種聚合物是聚丙烯酰胺(PAM)，常用于流度控制和滲透率調(diào)整。疏水締合聚合物(HAWSP)是在部分水解聚丙烯酰胺分子鏈上引入少量疏水基團(tuán)，使聚